Vianrajausautomaation käyttöönottosuunnitelma jakeluverkkoyhtiölle

jakeluverkkoyhtiölle

Sami Rahkola

Sähkötekniikan korkeakoulu

Diplomityö, joka on jätetty opinnäytteenä tarkastettavaksi diplomi-insinöörin tutkintoa varten Espoossa 21.5.2021.

Työn valvoja

Prof. Matti Lehtonen

Työn ohjaaja

DI Henri Huotari

Tekijä Sami Rahkola

Työn nimi Vianrajausautomaation käyttöönottosuunnitelma jakeluverkkoyhtiölle Koulutusohjelma Automation and Electrical Engineering

Pääaine Electrical Power and Energy Engineering Pääaineen koodi ELEC3024 Työn valvoja Prof. Matti Lehtonen

Työn ohjaaja DI Henri Huotari

Päivämäärä 21.5.2021 Sivumäärä 95 Kieli suomi

Tiivistelmä

Vuonna 2013 voimaan tullut sähkömarkkinalaki 588/2013 on johtanut jakeluverkko- jen toimitusvarmuuksien paranemiseen. Kyseinen sähkömarkkinalaki asettaa ehdot sähkönjakeluverkon säävarmuudelle niin, että jakeluverkkojen tulisi olla säävarmoja vuoteen 2028 mennessä. Ensisijaisena menetelmänä toimitusvarmuuden parantami- sessa on ollut maakaapelointi, mutta vianrajausautomaatio on nostanut suosiotaan verkostoautomaation lisääntyessä. Vianrajausautomaatiolla tarkoitetaan automaattis- ta vianhoitoa, jossa automatiikka paikallistaa vikapaikan sekä erottaa sen terveestä verkosta.

Työn tavoitteena oli muodostaa Nurmijärven Sähköverkko Oy:lle konkreettinen vianrajausautomaation käyttöönottosuunnitelma ja tarkastella sen taloudellisia vai- kutuksia. Suunnitelman lisäksi työssä tarkasteltiin vianrajausautomaatioon kuuluvia komponentteja ja niiden toimintaa osana automaatiota. Työssä haastateltiin jär- jestelmätoimittajia sekä Nurmijärven Sähköverkko Oy:n verrokkisähköyhtiötä, jolla vianrajausautomaatio on käytössä keskijännitejakeluverkossa jo vuodesta 2015.

Työssä tehtiin myös simulaatio, jossa tarkasteltiin vianrajausautomaation vaiku- tuksia johtolähtöjen elinkaaren aikaisiin keskeytyskustannuksiin. Tarkastelussa oli kaksi skenaariota, joista ensimmäinen kuvasi pelkän vianrajausautomaation käyt- töönoton vaikutuksia. Toisessa skenaariossa analysoitiin, että miten käsikäyttöisten erottimien päivittäminen kaukokäyttöisiksi vaikuttaa vianrajausautomaation kans- sa johtolähdön elinkaarikustannuksiin. Simulaation tuloksista nähtiin, että vianra- jausautomaatiolla saatavat säästöt ovat suurimmat johtolähdöissä, joissa on paljon kuormaa sekä suuri vikaantumistaajuus. Suurin simulaatiossa saatu säästö yhdellä johtolähdöllä oli 110 000€ elinkaarikustannuksissa.

Työssä esitellään käyttöönottoprosessin vaiheet. Käyttöönottoprosessin vaiheet voidaan jakaa kolmeen testausosioon, parametrisointiosioon sekä seurantaosioon.

Työn tulosten perusteella voidaan todeta, että vianrajausautomaation käyttööno- tolla saavutetaan säästöjä Nurmijärven Sähköverkko Oy:n sähkönjakeluverkon johto- lähdöillä. Säästön lisäksi vianrajausautomaatio vähentää vikatilanteissa syntynyttä kiirettä ja stressiä.

Avainsanat Vianrajausautomaatio, FLIR, FLISR, jakeluverkko, kaukokäyttöerotin, vikaindikaattori, toimitusvarmuus, elinkaarikustannus,

käyttöönottosuunnitelma

Author Sami Rahkola

Title FLIR deployment plan for a distribution system operator Degree programme Automation and Electrical Engineering

Major Electrical Power and Energy Engineering Code of major ELEC3024 Supervisor Prof. Matti Lehtonen

Advisor MSc (Tech.) Henri Huotari

Date 21.5.2021 Number of pages 95 Language Finnish

Abstract

Electricity market act 588/2013 published in 2013 has led to the improvement of elec- tricity distribution grids security of supply. This electricity market act states terms for weatherproof distribution grid so that distribution grids should be weatherproof by 2028. The primary method for improving the security of supply has been under- ground cabling but automatic fault location, isolation and supply restoration (FLIR) automation has increased its popularity since the number of remote-controllable devices have increased.

The aim of this thesis is to construct a FLIR deployment plan for Nurmijärven Sähköverkko Oy. In addition to the deployment plan thesis presents components of the FLIR system. System suppliers and another electricity distribution operator were interviewed in this work. The interviewed system operator has been using FLIR in the distribution grid since 2015.

A simulation was also constructed in this thesis to find out FLIR’s effects on the life cycle costs of feeders. The analyses were conducted in two scenarios. The first scenario described only the effects of the FLIR deployment in the distribution grid.

The second scenario analysed what if some of the manually operated disconnectors on the feeder were upgraded into remote-controlled operation while using FLIR in the grid. Simulation results showed that the largest savings are obtained in feeders that have a high loading and a high fault frequency. According to the simulation, the biggest savings in one of the feeders were about 110 000€.

The steps of FLIR deployment are showed in this work. The deployment plan’s steps can be divided into three testing sections, parametrization section, and moni- toring section.

Based on the results of this thesis, it can be stated that the FLIR system will decrease the life cycle cost of Nurmijärven Sähköverkko Oy’s distribution grid.

Moreover, FLIR decreases the pressure and stress from the person on call when a fault occurs in the grid.

Keywords Automatic fault management, FLIR, FLISR, distribution grid,

remote-controlled disconnector, fault indicator, security of supply, life cycle cost, deployment plan

Esipuhe

Aloitin diplomityön tekemisen Nurmijärven Sähköverkko Oy:n toimeksiannosta tam- mikuussa 2021. Haluan kiittää erittäin mielenkiintoisesta aiheesta sekä resursseis- ta, jotka sain diplomityön tekemistä varten. Koronapandemiatilanteen takia tein diplomityötä enimmäkseen etänä. Onneksi pääsin tutustumaan NSV:n mahtavaan työporukkaan jo kesätöiden ohessa.

Kiitokset ansaitsevat diplomityöni ohjaajat käyttö- ja kehitysinsinööri Henri Huo- tari sekä verkkojohtaja Osmo Karvonen. Kiitos kuuluu myös diplomityön valvojana toimineelle professori Matti Lehtoselle hyvistä ideoista ja palautteesta.

Haluan kiittää koko Nurmijärven Sähköverkon henkilöstöä mukavasta työilmapii- ristä kesätöiden ja diplomityön aikana. Diplomityön kannalta avainasemassa ovat olleet verkostoinsinööri Ari Taipale, verkostorakennuttaja Pekka Koponen sekä ver- kostoteknikko Petri Pohjasniemi.

Diplomityön käyttöönottosuunnitelman sisällön kannalta tehdyt haastattelut ja tapaamiset olivat erittäin tärkeitä. Haluan kiittää Nivos Palvelut Oy:n toimitusjohta- jaa Jarno Virtasta, Trimble Solutions Oy:n tuotepäällikköä Jukka Kurua sekä ABB Power Grids Finland Oy:n Jarmo Järlströmiä, Osmo Isomäkeä ja Marko Parkattia.

Lopuksi haluan vielä kiittää perhettäni tuesta, jota olen saanut koko opiskeluai- kani aikana. Tuki on auttanut minua jaksamaan lukemaan tentteihin ja tekemään koulutehtäviä. Mummon tekemät eväät antoivat opiskelujeni aikana päivään tar- vittavaa lisävoimaa. Erityiskiitoksen haluan antaa rakkaalle kihlatulleni, Essille, jaksamisesta ja tuesta pitkän koulutaipaleeni aikana.

Nurmijärvi, 19.5.2021

Sami A. M. Rahkola

Sisällys

Tiivistelmä 3

Tiivistelmä (englanniksi) 4

Esipuhe 5

Sisällys 6

Symbolit, lyhenteet ja käsitteet 8

1 Johdanto 11

2 Automaation lisäämiseen ohjaavat tekijät 13

2.1 Toimitusvarmuuden kehittämisen tausta . . . 13

2.2 Viranomaisten määräykset . . . 14

2.2.1 Sähkömarkkinalaki . . . 14

2.2.2 Energiaviraston valvontamalli . . . 14

2.3 Toimitusvarmuuden parantamisen tekniikat . . . 17

2.3.1 Vierimetsän hoito ja raivaus . . . 18

2.3.2 Sähkölinjojen siirtäminen tienvarsiin . . . 19

2.3.3 Päällystetyt ilmajohdot . . . 19

2.3.4 Maakaapeloiminen . . . 20

2.3.5 Silmukoitu verkko ja kaukokäyttö . . . 20

2.3.6 Verkostoautomaatio . . . 21

2.4 Automaation teknis-taloudellinen näkökulma . . . 22

2.5 Asiakastyytyväisyys . . . 24

3 Vianrajausautomaatio 27 3.1 Vianrajausautomaation toiminnan vaiheet yleisesti. . . 28

3.2 Menetelmät . . . 30

3.3 Komponentit . . . 31

3.3.1 Käytönvalvonta- ja käytöntukijärjestelmä . . . 31

3.3.2 Tietoliikenne . . . 34

3.3.3 Ala-asemat . . . 36

3.3.4 Kaukokäyttöiset erottimet . . . 37

3.3.5 Vikaindikointi . . . 39

3.4 Kokemukset . . . 45

3.5 Haasteet . . . 48

4 Vianrajausautomaation elinkaarikustannukset 51 4.1 Investointikustannukset. . . 51

4.2 Käyttökustannukset . . . 55

4.3 Kunnossapitokustannukset . . . 58

4.4 Keskeytyskustannukset . . . 60

5 Tarkasteltava sähkönjakeluverkko 64

5.1 Jakeluverkon rakenne . . . 64

5.2 Jakeluverkon vikaantumistaajuus . . . 66

5.3 Sähkönjakelun keskeytyksien keskimääräiset pituudet . . . 69

6 Vianrajausautomaation käyttöönottosuunnitelma 71 6.1 Trimble DMS:n ja Hitachi ABB MicroSCADA:n välinen vianrajausau- tomaatio . . . 71

6.2 Käyttöönoton vaiheet . . . 72

6.2.1 DMS- ja SCADA-järjestelmän testaaminen . . . 72

6.2.2 DMS- ja SCADA-järjestelmän parametrisointi . . . 75

6.2.3 Verkon digitoinnin muuttaminen . . . 77

6.2.4 Käyttöhenkilökunnan kouluttaminen . . . 78

6.2.5 Järjestelmän ottaminen tuotantokäyttöön . . . 79

6.3 Vianrajausautomaation vaikutukset tarkasteltavaan jakeluverkkoon . 80 6.3.1 Simulaation rakenteet esittely . . . 80

6.3.2 Simulaatiossa tarkasteltavat tilanteet . . . 81

6.3.3 Simulaation tulokset . . . 83

6.4 Vianrajausautomaation käyttöönoton yhteenveto . . . 84

6.5 Vianrajausautomaation käyttöönoton vaikutukset ja jatkokehitys. . . 86

7 Yhteenveto 87

Viitteet 89

Symbolit, lyhenteet ja käsitteet

Symbolit

κ_teho kapitalisointikerroin, jonka avulla elinkaarikustannus saadaan laskettua nykypäivän rahanarvoon

λ_s johtolähdön johto-osan vikaantumistaajuus (vikaa/vuosi) AJK^KJ_t keskijänniteverkon aikajälleenkytkennöistä aiheutunut

vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä (kpl) C_tot elinkaaren kokonaiskustannus

Cinv investointikustannukset

C_opex kunnossapidosta ja käytöstä aiheutuvat kustannukset C_keskeytys keskeytyksistä aiheutuva kustannus

G keskeytyksen kokeneiden jakelumuuntamoiden lukumäärä h_AJK aikajälleenkytkennästä aiheutunut yksikköhinta

keskeytysmäärälle (€/kW)

hakut akuston vaihdon hinta yhdelle ala-asemalle (€)

h_E,odott odottamattomista keskeytyksistä aiheutuva KAH-arvo keskeytysajalle (€/kWh)

hE,suun suunnitelluista keskeytyksistä aiheutuva KAH-arvo keskeytysajalle (€/kWh)

h_PJK pikajälleenkytkennöistä aiheutunut yksikköhinta keskeytysmäärälle (€/kW)

h_liittymä matkapuhelinverkon liittymän kuukausimaksu vuonna t (€/kk) h_l,SCADA SCADA-järjestelmän FLIR-lisenssimaksu vuodessa (€)

hl,DMS DMS-järjestelmän FLIR-lisenssimaksu vuodessa (€) h_sähkö(t) sähkönhinta vuonna t (€/kWh)

h_W,odott odottamattomista keskeytyksistä aiheutuva KAH-arvo keskeytysmäärälle (€/kW)

h_W,suunn suunnitelluista keskeytyksistä aiheutuva KAH-arvo keskeytysmäärälle (€/kW)

I virta

J jakelumuuntamoiden lukumäärä, joiden sähköt palautuvat nopeasti kaukokäyttöisten erottimien avulla

k vuosi 2020–2023

KAH_ref,k keskeytyskustannusten vertailutaso vuodelle k (€)

KAH^KJ_t,k keskijänniteverkon toteutuneet keskeytyskustannukset vuonna t vuoden k rahanarvossa (€)

KAH^SJ_t,k suurjänniteverkon toteutuneet keskeytyskustannukset vuonna t vuoden k rahanarvossa (€)

KA^KJ_odott,t keskijänniteverkon odottamattomista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysaika (h)

KA^KJ_suunn,t keskijänniteverkon suunnitelluista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysaika (h)

KHI_k kuluttajahintaindeksi vuonna k KHI₂₀₀₅ kuluttajahintaindeksi vuonna 2005

KM^KJ_odott,t keskijänniteverkon odottamattomista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä (kpl)

KM^KJ_suunn,t keskijänniteverkon suunnitelluista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä (kpl)

n verkon hajautettujen laitteiden määrä eli ala-asemian määrä (kpl)

L jakelumuuntamoiden lukumäärä, joiden sähköt palautuvat käsikäyttöisten erottimien operoinnista kuluvan ajan jälkeen p korkoprosentti (%)

P_x keskeytyksessä katkaistu teho (kW)

PJK^KJ_t keskijänniteverkon pikajälleenkytkennöistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä (kpl) r vuosittainen tehonkasvu (%)

R jakelumuuntamoiden lukumäärä, joiden sähköt palautuvat vasta viankorjauksen jälkeen

S johtolähdön johto-osien lukumäärä

t aika

t^′ aika, jolloin tehonkasvu pysähtyy eli tehonkasvu muuttuu 0 %:ksi vuodessa

t_ikä komponentin ikä t_ikä komponentin pitoaika T tarkasteluaika vuosina

T_KK aika, joka kuluu kaukokäyttöisten erottimien operointiin (h) T_korjaus aika, joka kuluu vian korjaamiseen (h)

T_MAN aika, joka kuluu käsikäyttöisten erottimien operointiin (h) T_t tuntien lukumäärä vuonna t

U jännite

W_k siirretyn energia määrä vuonnak (kWh) W_t siirretyn energian määrä vuonna t (kWh)

Lyhenteet ja käsitteet

CAIDI engl. Customer Average Interruption Duration Index; jakeluverkko- yhtiön kenen tahansa asiakkaan kokema keskimääräinen jakelunkes- keytysaika

CLC engl. CORINE Land Cover; Corine-maanpeiteaineisto

D-FLIR engl. Distributed FLIR; täysin hajautettu vianrajausautomaatio DC-FLIR engl. De-Centralized FLIR; hajautettu vianrajausautomaatio DMS engl. Distribution Management System; käytöntukijärjestelmä FLIR engl. Fault Identification, Isolation and supply Restoration; vianra-

jausautomaatio

NIS engl. Network Information System; verkkotietojärjestelmä

NKA nykykäyttöarvo

NSV Nurmijärven Sähköverkko Oy

IEC engl. International Electrotechnical Commission; kansainvälinen sähköalan standardointiorganisaatio

I/O engl. Input/Output; siirräntä, ulkoisten laitteiden tulot ja lähdöt IoT engl. Internet of Things; esineiden internet

JHA jälleenhankinta-arvo

KAH keskeytyksestä aiheutunut haitta

KJ keskijännite

PAS-johto päällystetty avojohto

mesh-verkko verkkotopologia, jossa laitteet ovat yhteydessä toisiinsa joko suoraan tai välillisesti toisen laitteen kautta

SAIDI engl. System Average Interruption Duration Index; sähkönjakelun keskeytysajan keskimääräinen kesto määritellyllä välillä

SCADA engl. Supervisory Control and Data Acquisition; käytönvalvontajär- jestelmä

SHG engl. Self-Healing Grid; itsestään korjautuva jakeluverkko

SJ suurjännite

spatiaalinen tieto avaruudelliseen sijaintiin tai paikkaan liittyvä tieto

UPS engl. Uninterruptible Power Supply; keskeytymätön virransyöttö UHF engl. Ultra High Frequency; radioaaltojen taajuusalue 0,3–3 GHz VHF engl. Very High Frequency; radioaaltojen taajuusalue 30–300 MHz VPN engl. Virtual Private Network; virtuaalinen erillisverkko

WACC engl. Weighted Average Cost of Capital; painotetun keskimääräisen pääomakustannuksen laskenta

WTA engl. Willing to Accept; halukkuus hyväksyä jonkin palvelun tai tuotteen hinta

WTP engl. Willing to Pay; halukkuus maksaa palvelusta tai tuotteesta

1 Johdanto

Sähköverkon toimitusvarmuus on noussut esille voimakkaiden myrskyjen aiheut- tamien laajojen sähkönjakelun keskeytyksien vuoksi. Nyky-yhteiskunta on hyvin riippuvainen luotettavasta sähkön saatavuudesta, sillä laitteet, teollisuus ja palvelut hyödyntävät sähköverkkoa joko suoraan tai välillisesti. Vuonna 2011 Tapani-myrsky aiheutti massiiviset tuhot sähköverkoille, minkä seurauksena uutta sähkömarkkinala- kia aloitettiin valmistelemaan [1]. Vuonna 2013 astui voimaan uusi sähkömarkkinalaki 588/2013, jossa asetettiin vaatimuksia verkon toimitusvarmuudelle ja säävarmalle verkolle. Sähkönjakeluverkkojen tulisi olla, ilman painavia syitä, säävarmoja vuo- teen 2028 mennessä. Sähkömarkkinalaki (588/2013) vaatii, että asemakaava-alueella jakelun keskeytys ei saa ylittää kuutta tuntia eikä haja-asutusalueella 36 tuntia.

Laissa ei kuitenkaan määritellä tapoja, joilla toimitusvarmuuden vaatimukset tulisi täyttää, vaan se jää jakeluverkkoyhtiön harteille. Tästä syystä monet jakeluverkkoyh- tiöt ovat aloittaneet kartoittamaan tapoja, joilla toimitusvarmuutta voidaan nostaa mahdollisimman tehokkaalla tavalla. [2]

Myrskytuhojen ja viimeistään edellä mainitun sähkömarkkinalain voimaantulon myötä jakeluverkkoyhtiöt olivat aloittaneet massiiviset investoinnit säävarman ver- kon rakentamiseen. Jakeluverkkoyhtiöillä on erilaisia strategioita toimitusvarmuuden parantamiseksi, sillä toimitusvarmuuden takaaminen riippuu hyvin paljon alueesta ja nykyisen verkon rakenteesta [3]. Säävarman verkon investoinnit ovat kohdistuneet etenkin verkon maakaapelointiin. Maakaapelointi ei kuitenkaan aina onnistu talou- dellisista tai teknillisistä syistä, minkä takia tarvitaan muita keinoja keskeytysaikojen lyhentämistä varten. Lisääntynyt kaukokäyttöisten erottimien eli etäohjattavien kytkinlaitteiden määrä on johtanut siihen, että vianrajausautomaatiosta on tullut varteenotettava vaihtoehto lyhentää sähkönjakelunkeskeytyksien pituutta.

Vianrajausautomaation vaikutuksista sähkönjakelunkeskeytyksien pituuksiin on tutkittu vain vähän. Suuret sähköverkkoyhtiöt kuten Elenia ja Caruna ovat tutkineet vianrajausautomaation vaikutuksia jakeluverkossaan. Suomessa on kuitenkin monen kokoisia sähköverkkoyhtiöitä, joiden toiminta-alue ja -tavat eroavat suuremmista yhtiöistä. Keskikokoisissa verkkoyhtiöissä, esimerkiksi Nurmijärven Sähköverkos- sa, vianrajausautomaation vaikutukset eroavat suuresta jakeluverkkoyhtiöstä, sillä pienemmällä yhtiöllä ei ole käytössään samanlaisia resursseja.

Nurmijärven Sähköverkolla toimitusvarmuuden parantamisen ensimmäinen vaihe oli maakaapelointiasteen lisääminen, säävarman ilmajohtoverkon rakentaminen sekä kaukokäyttöisten erottimien lisääminen keskeytysaikojen pienentämistä varten. Toi- nen vaihe toimitusvarmuuden parantamisessa on verkostoautomaation lisääminen ja etenkin vianrajausautomaation käyttöönotto.

Työn tavoitteena on luoda konkreettinen suunnitelma vianrajausautomaation käyttöönotosta Nurmijärven Sähköverkko Oy:ssä sekä tarkastella vianrajausautomaa- tion vaikutuksia elinkaarikustannuksiin. Työn tarkastelu rajataan keskijänniteverkon eli 20 kV sähkönjakeluverkon vianrajausautomaation tarkasteluun. Työn aineisto koos- tuu kirjallisuuslähteiden lisäksi muun muassa haastatteluista. Työssä haastatellaan Nurmijärven Sähköverkon verrokkisähköverkkoyhtiötä, jolla on vianrajausautomaa- tio käytössä jakeluverkossaan, sekä Nurmijärven Sähköverkon verkostoautomaation

järjestelmätoimittajia. Tämä diplomityö tehdään Nurmijärven Sähköverkko Oy:n (NSV) toimeksiannosta ja työ on jatkoa Henri Huotarin vuonna 2019 tekemälle diplomityölle: Sähköverkon toimitusvarmuuden kehittäminen jakeluverkkoyhtiössä [4].

Työ koostuu teoriaosuudesta, haastatteluista sekä optimointitehtävästä. Työn luvussa 2esitellään automaation lisäämisen taustaa ja toimitusvarmuutta lisääviä menetelmiä. Luvussa3 esitellään vianrajausautomaation toimintaperiaatteita sekä sen komponentteja. Luvussa4 tarkastellaan vianrajausautomaation elinkaarikustan- nuksia Nurmijärven Sähköverkon näkökulmasta. Luvussa5 esitellään Nurmijärven Sähköverkon jakeluverkkoa sekä jakeluverkon tunnuslukuja. Toiseksi viimeisessä lu- vussa6muodostetaan vianrajausautomaation käyttöönottosuunnitelma Nurmijärven Sähköverkolle. Työn viimeinen luku 7on yhteenveto.

2 Automaation lisäämiseen ohjaavat tekijät

2.1 Toimitusvarmuuden kehittämisen tausta

Suomen sähköistys alkoi jo 1870-luvulla, kun ensimmäisiä sähkölamppuja otettiin käyttöön. Vuonna 1882 Tampereen Finlaysonin tehtaan kutomosali valaistiin käyt- tämällä sähkölamppuja. 1900-luvun alussa sähköä tuotettiin eri puolilla Suomea pienissä sähkölaitoksissa [5]. Suomen teollisuutta ja siten sähköistystä vauhditti maan itsenäistyminen. Sodan jälkeen sähköjärjestelmä oli heikossa tilassa, sillä sodassa menetettiin kolmannes rakennetusta ja rakenteilla olevasta vesivoimakapasiteetista [6]. Sotakorvauksia varten tarvittiin teollisuutta ja sitä kautta sähköntuotantoa sekä sähkönsiirtokykyä, jotta halpaa energiaa olisi tarjolla. Sodan jälkeen valtio alkoi rakentamaan kantaverkkoa ja sähkö levisi vähitellen kaupungeista maaseudulle. Säh- köistyminen oli nopeinta kaupungeissa, joissa teollisuudellisuudelle tuotettua sähköä riitti kotitalouksille [7]. 1950- luvulla sotakorvaukset oli maksettu Neuvostoliitolle, mikä nopeutti maaseudun sähköistystä. [8] [9]

Kotien sähköistyminen alkoi hehkulampusta. Sähkövalaistus mullisti arkea, sillä arjen askareita voitiin sen avulla tehdä pimeälläkin. Toki vaihtoehtoisia valoja oli käytössä, mutta sähkövalo kiinnosti sen helppouden ja paremman paloturvallisuuden kautta. Vähitellen sähköliesi korvasi kaasulieden sekä koteihin hankittiin radio.

Vähitellen myös sähkölämmitys, jääkaapit sekä pakastimet olivat myös arkipäivää kotitalouksissa. [7]

Kun Suomen maaseutua sähköistettiin 1940- ja 1970-luvulla, verkon rakentami- sessa pyrittiin minimoimaan materiaalikustannuksia, mikä johti siihen, että verkkoa rakennettiin mahdollisimman suoraviivaisesti yleensä metsien lävitse. Metsien käyttä- mistä tuki myös maanomistajien halu myöntää lupia ilmajohdon rakentamiselle, sillä maanomistajat pyrkivät saamaan oman sähköliittymän jakeluverkon rakentamisen yhteydessä. Pienten materiaalikustannusten lisäksi ilmajohdoista aiheutuu pienempi visuaalinen haitta verrattuna siihen, että sähkölinja kulkisi pellon lävitse. Rakentami- sen aikana verkon luotettavuus ei ollut avainasemassa. Tämä on kuitenkin jälkeenpäin muodostunut ongelmaksi, sillä yhteiskunta on nykyään yhä riippuvaisempi sähköstä ja sen luotettavasta saatavuudesta. [10]

Koska ilmajohdot ovat alun perin rakennettu kulkemaan metsien lävitse, johdot ovat alttiita sään aiheuttamille vaurioille. Sään aiheuttamat vauriot koostuvat puiden kaatumisesta, taipumisesta sekä lumikuorman kertymisestä puihin että johtimiin.

Puun kaatumiseen vaikuttaa oleellisesti puun ikä, juurten, latvuston ja oksien rakenne sekä maanlaatu ilmajohdon läheisyydessä. Tykkylumi on verkonhaltijoiden riesa.

Sitä syntyy puihin ja linjoille, kun ilmassa on suuri määrä kosteutta sekä otolliset olosuhteet, jotka aiheuttavat lumen kiinnittymisen huurtumalla tai kostean lumen kiinni jäätymillä [11]. Myös vikaantuneen paikan huono saavutettavuus pidentää korjaukseen menevää aikaa. Viime vuosikymmenten rajut myrskyt ovat aiheuttaneet mittavia sähkönjakelun keskeytyksiä laajoilla alueilla etenkin haja-asutusalueille, jossa keskijänniteverkko on pääosin ilmajohtoa.

Ilmastonmuutoksen myötä myrskyt tulevat tekemään enemmän tuhoa kuin mi- hin on totuttu. Ilmastonmuutos nostaa maapallon keskilämpötilaa, joka vaikuttaa

oleellisesti puustoon ja sen hoitoon. Ilmaston lämmetessä havumetsävyöhyke siirtyy pohjoisemmaksi tehden tilaa lehtimetsävyöhykkeelle. Lisäksi maan routaantuminen myöhästyy ja osittain siirtyy pohjoisemmaksi, mikä lisää puiden kaatumisriskiä kovis- sa myrskyissä ja rajuilmoissa. [12] Maininnan arvoisia rajuilmoja ovat Asta vuonna 2010, Tapani vuonna 2011 ja Eino vuonna 2013.

Asta sijoittui loppukesään, jolloin kovat helteet loppuivat rajuihin ukkosiin. Uk- kosilmat syntyvät, kun lämminilmavirta kohtaa kylmänilmavirtauksen. Lämmin ja kostea ilmavirtaus virtaa ylöspäin ja kylmäilmavirtaus virtaa alaspäin. Näiden il- mamassojen kohtaamisessa pilvet varautuvat staattisesti, jonka jälkeen varausten purkautuminen voidaan nähdä salamointina. Asta ei kuitenkaan ollut tavallinen ukkosmyrsky, sillä se tunnetaan voimakkaista syöksyvirtauksista. Syöksyvirtaukset syntyvät, kun ukkospilveen muodostuva sadevesi muodostaa laskevan ilmavirtauk- sen. Ilmavirtaus lämpenee laskiessaan, mutta ilmavirtauksessa tapahtuvat olomuo- don muutokset sitovat energiaa kylmentäen virtausta edelleen. Lopulta laskuvirta osuu maahan jakautuen erisuuntiin. Syöksyvirtaukset ovat niin voimakkaita, että osuessaan ne kaatoivat suuria määriä puuta. Tämä taas aiheutti mittavat vahingot ilmajohtoverkkoon. [13] Tapani- ja Eino-myrskyt olivat talvimyrskyjä. Talvimyrs- kylle ominaista on kovan tuulen lisäksi mahdollisesti kostea sekä roudaton maa ja pitkään jatkunut lauha sää [14] [15]. Vuonna 2011 Tapani-myrsky aiheutti vauriota sähköverkkoon niin, että sähköttömiä asiakkaita oli laajimmillaan yli 400 000. [3].

2.2 Viranomaisten määräykset

2.2.1 Sähkömarkkinalaki

Myrskyjen aiheuttamien sähkönjakelun keskeytyksien takia uutta sähkömarkkinala- kia ryhdyttiin työstämään, jotta toimitusvarmuus taattaisiin tulevaisuudessa. Vuonna 2013 sähkömarkkinalaki 588/2013 astui voimaan, missä määriteltiin yhtenä tavoittee- na toimitusvarmuuden turvaaminen loppukäyttäjälle. Sähkömarkkinalaissa otetaan kantaa toimitusvarmuuteen 51 §:ssä. Lain mukaan myrskyn tai lumikuorman aiheut- tama sähkönjakelunkeskeytys asemakaava-alueella ei saa ylittää kuutta tuntia eikä haja-asutusalueella 36 tuntia. Lisäksi 119 §:ssä määritellään, että jakeluverkon tulisi olla säävarma vuoden 2028 loppuun mennessä ilman painavia syitä. Säävarmalla ver- kolla tarkoitetaan verkkoa, jonka toimintaan ei vaikuta sääolot esimerkiksi myrskyt tai lumi. [2]

Mikäli loppukäyttäjä kokee yli 12 tuntia yhtäjaksoisesti kestävän sähkönjakelun keskeytyksen, sähköverkkoyhtiö on velvollinen maksamaan vakiokorvauksen keskey- tyksestä sähkömarkkinalain 100 §:n mukaan. Tämä vakiokorvaus tulee maksaa ilman eri vaatimusta. Taulukossa 1 on esitelty vakiokorvausten suuruus keskeytysajan mukaan. Kalenterivuoden kuluessa maksettavien vakiokorvausten määrä kuitenkin rajoittuu 200 % siirtopalvelumaksuista tai 2000 euroon. [2]

2.2.2 Energiaviraston valvontamalli

Sähkö- ja maakaasuverkkotoiminta on luvanvaraista toimintaa ja sitä valvoo Ener- giavirasto. Verkkotoiminta perustuu luonnolliseen monopoliin eli toista sähköverkkoa

Taulukko 1: Sähkömarkkinalain 100:nnen §:n määrittelemät vakiokorvaukset siirto- palvelumaksuista. [2]

Korvauksen suuruus

Keskeytyksen pituus (tuntia)

10 % 12–24

25 % 24–72

50 % 72–120

100 % 120–192

150 % 192–288

200 % >288

ei ole taloudellista rakentaa kilpailemaan asiakkaista. Täten Suomi on jaettu sähkön- jakelualueisiin, joista vastaa ennalta määritelty sähköverkkoyhtiö. Verkkoyhtiöiden toimintaa valvotaan tarkasti, jotta luonnollista monopoliasemaa ei käytettäisi väärin.

Valvonnan kautta siirtohinnat pysyvät kohtuullisella tasolla ja sähkönjakeluverkon toimitusvarmuus paranee.

Energiavirasto valvoo sähköverkkoyhtiöitä valvontamallilla. Energiavirasto edis- tää energiamarkkinoita, päästöjen vähentämistä, energiatehokkuutta sekä uusiutuvan energian käyttöä. Valvontamallin tarkoitus on kehittää, tehostaa ja valvoa siirto- hintojen kehitystä. Valvontamalli valvoo verkkoyhtiöiden kohtuullista hinnoittelua.

Valvontamalli on nähtävissä kuvassa1. Valvontamalli koostuu kahdesta osasta, jotka ovat kohtuullisen tuoton laskenta, kuvan vasemmassa reunassa, sekä toteutuneen oikaistun tuloksen lasketa, kuvan oikeassa reunassa. Kohtuullisen tuoton laskenta alkaa sähköverkon jälleenhankinta-arvon (JHA) laskennalla. Verkon jälleenhankinta- arvo tarkoittaa investoinnin arvoa, joka vaaditaan verkon uudelleen rakentamiseen.

Jälleenhankinta-arvon laskentaan käytetään Energiaviraston määrittämiä kompo- nenttikohtaisia yksikköhintoja. Tämän jälkeen sähköverkon jälleenhankinta-arvo oikaistaan ottaen huomioon verkkokomponenttien pitoajat ja keski-iät. Jokaisella komponentilla on pitoaika, joka vastaa komponentin oletettua käyttöaikaa verkossa.

Todelliset teknis-taloudelliset pitoajat vaihtelevat verkkoyhtiöiden välillä. Pitoaikojen ja keski-ikien tuloksena jälleenhankinta-arvosta saadaan sähköverkon oikaistu nyky- käyttöarvo (NKA). Komponentin nykykäyttöarvo voidaan laskea kaavan1mukaisesti.

Arvonlaskennassa hyödynnetään tasapoistoja, jotka vähennetään verkonarvosta ker- ran vuodessa. Jotta verkonarvo pysyisi samana vuodesta toiseen niin, investointien sekä komponenttien tasapoistojen tulisi olla samansuuruiset. [16]

NKA = JHA−t_ikä· JHA

t_pitoaika, (1)

jossa

NKA on komponentin nykykäyttöarvo, JHA on komponentin jälleenhankinta-arvo, t_ikä on komponentin ikä,

t_pitoaika on komponentin pitoaika.

Kuva 1: Energiaviraston valvontamalli valvontajaksoille 2016–2019 ja 2020–2023. [16]

Kun nykykäyttöarvoon lisätään muu oikaistu omaisuus tasearvossaan eli esimer- kiksi sähköverkkoon kohdistuvat keskeneräiset materiaalihankinnat, saadaan sähkö- verkkotoimintaan sitoutunut oikaistu omaisuus. Taseen vastattavaa-puoli oikaistaan ja sen ero oikaistuun omaisuuteen tasataan tasauserällä, jonka tuloksena saadaan sähköverkkotoimintaan sitoutunut oikaistu oma pääoma ja korollinen vieras pääoma.

Lopulta tämä kerrotaan kohtuullisella tuottoasteella eli WACC-prosentilla, mistä saadaan laskettua kohtuullinen tuotto. [16] [4]

Toimitusvarmuuden kannalta mielenkiintoisempi on tarkastella valvontamenetel- män oikeaa reunaa. Oikeassa reunassa suoritetaan toteutuneen oikaistun tuloksen laskenta. Eriytetyn tuloslaskelman liikevoittoon tai tappioon lisätään palautettavat

eriytetyn tuloslaskelman erät, jonka jälkeen siitä vähennetään muut tuloksen kor- jauserät sekä Energiaviraston määrittelemät kannustimet. Perusideana on se, että kannustimien avulla sähköverkkoyhtiöt voivat tehdä suurempaa liikevoittoa, sillä kan- nustimien ideana on vähentää eriytettyä liikevoittoa. Kannustimia ovat investointi-, laatu-, tehostamis-, innovaatio- ja toimitusvarmuuskannustin. Nämä edellä mainitut kannustimet ovat tärkeässä asemassa kehitettäessä verkon toimitusvarmuutta etenkin investointi-, laatu- ja toimitusvarmuuskannustin. [16]

Investointikannustin kannustaa investoimaan verkkoon kustannustehokkaasti niin, että todelliset investointikustannukset ovat pienemmät kuin komponenttien yksikköhinnat.

Laatukannustin kannustaa verkonhaltijaa panostamaan sähkönsiirron ja -jakelun laatuun. Kannustimessa verrataan keskijännitejakeluverkon ja suurjänniteverkon keskeytyskustannusten vertailutasoa toteutuneisiin keskeytyskustannuksiin. Mikäli verkkoyhtiö pystyy parantamaan toimitusvarmuutta eli vähentämään keskeytyksistä aiheutuneita kustannuksia, se voi saada edun, joka on enintään 15 % kyseisen vuoden kohtuullisesta tuotosta. Kappaleessa 2.4 perehdytään syvemmin laatukannustimeen ja keskeytyksen aiheuttaman haitan laskemiseen.

Toimitusvarmuuskannustimen tehtävä on taata, että verkonhaltijat saavuttavat sähkömarkkinalain (588/2013) vaatimukset määräaikaan mennessä. Verkkoyhtiöt ovat erilaisissa tilanteissa, jonka takia osa yhtiöistä joutuu tekemään suuria inves- tointeja säävarman verkon rakentamista varten samalla kuin osa yhtiöistä pystyy rakentamaan säävarmaa verkkoa normaalin kunnossapidon ja korjausinvestointien kautta määräaikaan mennessä. Jälkimmäiseen tapaukseen ei voida hyväksyä toimi- tusvarmuuskannustimen käyttöä. Verkonhaltija voi perustellusti hakea suurempien kokonaisuuksien alaskirjausta, mikäli verkko joudutaan korvaamaan ennenaikaises- ti toimitusvarmuuden turvaamiseksi. Alaskirjaus lasketaan komponenttikohtaisesti NKA:n mukaan. Mikäli komponenttia käytetään muualla verkossa purun jälkeen, sen alaskirjausta ei sallita. [16]

Kannustimet joko palkitsevat tai rankaisevat verkonhaltijaa. Lopulta voidaan laskea verkonhaltijan toteutunut oikaistu tulos. Vähentämällä kohtuullinen tuotto toteutuneesta oikaistusta tuloksesta saadaan tietää, onko verkonhaltijan tulos alijää- mäinen vai ylijäämäinen. Mikäli tulos on alijäämäinen, se mahdollistaa siirtohintojen korottamisen, kun taas ylijäämäinen tulos vaikuttaa laskevasti siirtohintoihin. [17]

2.3 Toimitusvarmuuden parantamisen tekniikat

Tässä alaluvussa esitellään yleisempiä käytettyjä toimitusvarmuutta lisääviä mene- telmiä. Menetelmien avulla on pyritty jo pitkään parantamaan sähköverkon toimitus- varmuutta. Alaluvuissa esitellään vierimetsän hoitoa, johtojen sijainnin muuttamista, päällystetyn ilmajohdon käyttämistä, kaapelointia, silmukoidun verkon rakentamista, kaukokäyttöä sekä verkostoautomaatiota. Käytetyt menetelmät ovat pohjaa verkos- toautomaation lisäämiselle, joten työn kannalta on tärkeää esitellä keskeisimmät toimitusvarmuutta parantavat menetelmät.

2.3.1 Vierimetsän hoito ja raivaus

Toimitusvarmuuden lisääminen voidaan toteuttaa metsässä kulkevalle ilmalinjalle vierimetsän hoidon avulla. Taulukossa 2 on esitetty keskijännitteisen sähkönjake- luverkon jakautuminen eri maastotyyppeihin. Tuloksista huomataan, että suurin osa sähkölinjoista eli 59,9 % kulkee metsätalouden maalla. Vierimetsä tarkoittaa metsää, joka on ilmajohdon välittömässä läheisyydessä. Vierimetsä reunustaa ilma- linjan johtokatua. Johtokatu on alue ilmajohdon alla, joka on raivattu ilmalinjaa varten. Johtokadun tyypillinen leveys riippuu valitusta johdintyypistä. Esimerkiksi avojohtojen johtokatu on noin 6–10m leveä [18]. Vierimetsän aiheuttamat riskit voi- daan luokitella puustoon, maastoon ja säähän liittyviin tekijöihin. Puustoon liittyvät tekijät koostuvat puun ominaisuuksista esimerkiksi puulajista sekä puun kunnosta.

Maastoon liittyvät tekijät liittyvät maan muotoihin ja laatuun. Säähän liittyvät teki- jät koostuvat tuulen voimakkuudesta, roudasta ja lumen määrästä. Näiden tekijöiden aiheuttamien riskien todennäköisyyttä voidaan kuitenkin laskea vierimetsän hoidon avulla. [19]

Taulukko 2: Keskijännitteisten sähkölinjojen sijoittuminen maakäyttöluokittain. [19]

Maatyyppi Pituus (km) Osuus

Metsämaa 67511 56,4 %

Kitumaa 2590 2,2 %

Joutomaa 1522 1,3 %

Turvetuotanto 72 0,1 %

Rakennettu maa 5887 4,9 %

Tiet 9380 7,8 %

Vesistö 1921 1,6 %

Maatalousmaa 30776 25,7 %

Yhteensä 119661 100,0 %

Vierimetsän tilaa selvitetään yleensä maastopartioimalla tai käyttämällä kauko- kartoitusmenetelmiä. Kaukokartoitusmenetelmiin kuuluu esimerkiksi johtokatujen kunnon tarkistaminen helikopterilla tai radio-ohjattavalla nelikopterilla eli dronella.

Helikopterikuvaukseen voidaan yhdistää laserkeilaus, jonka avulla johtokatua voidaan tutkia 3D-mallin kautta. 3D-mallin avulla voidaan tunnistaa maastosta johtokadun varsilta riskipuita, joita ei muuten olisi huomattu. Esimerkiksi Kymenlaakson Sähkö- verkko hyödyntää laserkeilauksen tuloksia raivauksen onnistumisen tarkastukseen sekä raivauksen tarpeen määrittelyyn [20].

Tehokas tapa hoitaa vierimetsää on esiharvennus ja taimikon hoito. Edellä maini- tuilla hoidolla pyritään vahvistamaan puita niin, että puilla on tarpeeksi tilaa kasvaa.

Mikäli taimien tiheys on liian suuri, maan ravintoa ei riitä kaikille puille, joka johtaa puiden riukuuntumiseen. Toisin sanottuna, puut kilpailevat keskenään ravinnosta.

Riukuuntuneet puut tulee poistaa ensiharvennuksen yhteydessä, mikä tehdään puus- ton ollessa noin 12–16m pituinen. Etelä-Suomessa ensiharvennus tehdään tyypillisesti noin 25–30 vuoden kuluttua metsänuudistamisesta [21]. Ensiharvennus tehdään joh- tokadun reunasta 20m metsään päin. Ensiharvennuksen jälkeen tehdään varttuneen

puuston harvennus, jossa poistetaan pitkät, kapealatvaiset sekä kallistuneet puut ilmajohdon läheisyydestä. Lopulta, kun päätehakkuut suoritetaan, on tärkeää, että päätehakkuut ulotetaan johtokatuun asti, jotta rajalle ei jää puita, joille ei ole ke- hittynyt tuuliolosuhteisiin sopivaa juurakkoa. Mikäli kyseisiä puuyksilöitä jätetään ilmalinjan läheisyyteen ne saattavat kaatua linjan päälle kovan tuulen takia. [19]

Tutkimuksen mukaan suurin osa sähköverkolle aiheutuneista vaurioista johtuu 7–11 cm läpimittaisista ja 11–12 m korkeista puista. Näiden puiden pituuden suhde läpimittaan on suuri, joten ne ovat alttiita taipumaan sähkölinjoille lumikuorman takia. [19] Jakeluverkkoyhtiön toimitusvarmuuden takaamiseksi sähkömarkkinalaissa 111 §:ssä on määritelty, että jakeluverkkoyhtiöllä on oikeus kaataa ja poistaa jakelu- verkon läheisyydessä sijaitsevia puita, mikäli nämä vaarantavat toimitusvarmuutta.

Puiden poistamisella ei kuitenkaan saa aiheuttaa metsänomistajalle kohtuutonta haittaa verrattuna puun poiston tuomiin hyötyihin. [2]

2.3.2 Sähkölinjojen siirtäminen tienvarsiin

Toinen ilmajohdon toimitusvarmuutta parantava menetelmä on ilmajohdon siirtämi- nen tienvarsiin. Kuten alaluvussa2.1 kerrottiin, ilmalinjat rakennettiin mahdollisim- man suoraan minimoiden materiaalikustannuksia. Kyseisten linjojen saneerauksien yhteydessä on mietitty, miten toimitusvarmuutta voidaan lisätä sekä pienentää kes- keytysaikoja. Päällimmäinen ratkaisu tähän kysymykseen on linjojen siirtäminen tien varsiin. Siirtämisellä on monia etuja. Kun ilmalinja rakennetaan kulkemaan tien vieressä, sen kuntoa voidaan tarkkailla helpommin. Tämä johtaa suoraan myös pie- nempiin viankorjausaikoihin, sillä asentajat pääsevät helposti autollansa vikapaikan välittömään läheisyyteen. Myös vierimetsän hoitaminen helpottuu, sillä parhaimmas- sa tapauksessa vierimetsää on vain tien toisella puolella, mikä säästää vierimetsän hoitokuluissa. Tietenkin ilmajohtojen sijoittaminen teiden varsille saattaa vaikeuttaa tienhoitoa sekä lisätä verkonrakentamisen materiaalikustannuksia. [10]

2.3.3 Päällystetyt ilmajohdot

Johtokadun laajentaminen saattaa olla ongelmallinen kysymys, mikäli maanomistaja ei suostu uuteen maankäyttösopimukseen, joka takaisi sähköverkkoyhtiölle leveämmän johtokadun ja sitä kautta paremman toimitusvarmuuden. Tällaisissa tilanteissa voidaan harkita päällystetyn ilmajohdon käyttöä eli PAS-johdon käyttöä. Päällystetty ilmajohto koostuu johtimesta sekä ohuesta eristekerroksesta. Eristeen ansiosta johdot voidaan asettaa pylväisiin lähemmäksi kuin avojohdot, joiden eristeenä käytetään pelkästään ilmaa. Eriste antaa myös lisää suojaa hetkellisistä oksien tai lintujen aiheuttamilta vioilta vähentäen lyhyiden vikojen määrää. Päällystetty avojohto on noin 30 % kalliimpaa kuin vastaava avojohto. [10]

Huonoja puolia päällystetyssä ilmajohdossa on johdon poikkipalaminen. Jos johdon päälle jää oksa makaamaan, se aiheuttaa vuotovirran, joka ajan kuluessa rikkoo eristeen. Koska eristeen takia valokaari ei pääse liikkumaan, se keskittyy yhteen paikkaan mahdollisesti polttaen johtimen poikki. Tästä syystä päällystetyt ilmajohtimet tulisi tarkastaa myrskyn jälkeen, jotta voidaan olla varmoja, että kaikki viat ovat tunnistettu eikä verkkoon nojaa esimerkiksi oksa, joka saattaa aiheuttaa

uuden vian. Mahdollisen ylijännitteen aiheuttaman valokaaren takia päällystetyille ilmajohdoille on rakennettava valokaarisuojauksia pylväisiin, jotta poikkipalamisilta voitaisiin välttyä. [10]

2.3.4 Maakaapeloiminen

Kun suunnitellaan täysin säävarmaa jakeluverkkoa, maakaapeloinnin tärkeyttä ei voida unohtaa. Kaapelin tärkeimpänä ominaisuutena on sen säävarmuus. Maakaapelin vikaantumistaajuus on 10-50 % pienempi kuin ilmajohdolla. Kaapelointi on yleisin säävarman verkon rakentamismuoto. Esimerkiksi sähköverkkoyhtiö Elenia teki, jo vuonna 2009, periaatepäätöksen, jossa päätettiin rakentaa kaikki saneerattava ja uusi verkko maakaapelina [22]. Säävarmuuden ohella maakaapeleiden etuina ovat niiden näkymättömyys kaupunkikuvassa sekä vähäinen tilantarve verrattuna ilmajohtoon.

[10]

Maakaapeli tuo kuitenkin mukanaan huonoja puolia. Kuten edellä mainittiin, kaapelit ovat maan alla piilossa säältä, mutta tämä rajoittaa kaapeleiden termisiä ominaisuuksia. Kun verkossa tapahtuu oikosulku, kaapeli lämpenee ja jäähtyy hi- taammin kuin ilmajohto eli kaapelin terminen aikavakio on huomattavasti suurempi kuin vastaavan ilmajohdon. Hitauden etuna on se, että kaapeli kestää hetkellisiä ylikuormituksia paremmin, koska kaapelin ympäröivän maan lämmittämiseen kuluu aikaa [23]. Termisten ominaisuuksien vuoksi kaapeleiden kuormitettavuus on heikom- pi kuin vastaavan avojohdon. Maakaapeliverkon rakentaminen on keskimääräisesti huomattavasti kalliimpaa kuin ilmajohtoverkon rakentaminen. Verkon kaapelointias- teen kasvaessa kapasitiivinen varausvirta virta kasvaa ja verkko tuottaa enemmän loistehoa. Kantaverkkoyhtiö Fingrid Oyj määrittää loistehoikkunan, jonka ylittyessä verkkoyhtiöltä peritään loistehomaksua. Tämä ohjaa verkkoyhtiöitä sijoittamaan omiin loistehon kompensointilaitteisiin [24]. Viimeisenä huonona puolena on kaapeli- verkon vikojen vaikea paikallistaminen sekä korjaaminen.

2.3.5 Silmukoitu verkko ja kaukokäyttö

Edellä mainitut menetelmät vaikuttavat kukin omalla tavallaan enemmän tai vä- hemmän verkon vikaantumistaajuuden pienentämiseen. Tämä ei kuitenkaan riitä lyhyiden keskeytysaikojen takaamiseksi, sillä vikoja sattuu silti mutta vain harvem- min. Kun vika sattuu, ensimmäisenä tehtävänä on löytää vikaantunut komponentti tai verkonosa. Tämän jälkeen vika pyritään erottamaan verkosta niin, että terveelle verkolle saadaan palautettua sähköt. Jotta sähköt voidaan palauttaa mahdollisimman monille asiakkaille, on tärkeää, että käytössä on varasyöttöyhteyksiä muista muunto- piireistä. Jakeluverkkoa hallinnoidaan yleensä säteittäin, sillä rengasmaisen verkon suojaus on monimutkaisempi toteuttaa ja hallinnoida. Monimutkaisuus perustuu viansijaintiin, koska vikavirtaa syötetään kahdesta suunnasta. [4] Vikatapauksissa varasyöttö voidaan ottaa toiselta muuntopiiriltä sulkemalla normaalisti auki ole- va jakorajaerotin kiinni. Tällä tavalla syöttö voidaan tuoda toisesta johtolähdöstä terveelle verkolle olettaen, että varasyöttö on teknisesti mitoitettu oikein.

Verkon topologian muuttaminen vie oman aikansa. Erottimia pitää kääntää ma- nuaalisesti, ellei käytössä ole kaukokäyttöerottimia. Kaukokäyttöerottimien etu on

niiden nopeus sekä etäohjattavuus. Kun vika havaitaan, voidaan verkon topologiaa muuttaa nopeasti kaukokäyttöisten erottimien avulla käytönvalvontajärjestelmästä.

Mikäli käytössä olisi vain manuaalisesti operoitavia erottimia, käyttöhenkilön tulisi ajaa erottimen luo vaihtaakseen erottimen tilaa, mikä vie huomattavasti aikaa. Kun keskeytysaika saadaan minimoitua, myös keskeytyskustannukset laskevat merkittäväs- ti. Kaukokäyttöiset erottimet vaativat kuitenkin tietoliikenneyhteyden erotinaseman sekä käytönvalvontajärjestelmän välille. Erotinasemalle tarvitaan erottimen mootto- riohjaus, ala-asema, radio sekä antenni etäohjausta varten. Nämä edellä mainitut komponentit nostavat investoinnin hintaa.

2.3.6 Verkostoautomaatio

Sähköverkon verkostoautomaatiolla on monta tasoa. Tasot jakautuvat verkon ra- kenteen mukaan suurimmasta pienimpään. Automaation tasot voidaan esimerkiksi jakaa valvomo-, verkko- sekä ala-asema-automaatioon, mutta ne voidaan myös ja- kaa toiminnollisuuden mukaan. Tässä työssä keskitytään keskijännitejakeluverkon automaatioon. Tärkeimmät verkostoautomaation toiminnot ovat verkon käyttö, ver- koston hallinnan tukitoiminnot, sähköaseman kauko- ja paikalliskäyttö, verkon tilan seuranta sekä verkoston häiriötilanteiden hallinta. [25]

Tehokkaan verkon hallinnan ja käytön kannalta on tärkeää, että laitteita voi- daan hallinnoida etänä. Hallinnointiin liittyy verkon tilan monitorointi ja käyttö.

Etäkäyttö mahdollistaa verkon käyttötilanteen muuttamisen helpommin, sillä käy- töstä vastaavan henkilön ei tarvitse matkustaa kaikkien erottimien tai sähköasemien luokse. Lisäksi käytön automaatiolla voidaan optimoida verkon toimintaa esimerkiksi automaattisella loistehon ja maasulun kompensoinnilla. Sähköasemilla voidaan auto- maattisesti säätää kiskoston jännitettä, mikäli päämuuntajassa on jatkuvasääteinen käämikytkin [23]. Automaation avulla voidaan kerätä tietoa verkosta tietokantoihin, jotta niitä voidaan tarkastella tarvittaessa.

Johtolähtöjen suojaus sähköasemalla on toteutettu suojareleillä. Nämä releet ovat suunniteltu sekä aseteltu niin, että ne katkaisevat johtolähdön syötön, mikäli ne havaitsevat asetteluarvoa ylittävää tai alittavaa suuretta. Suure voi olla esimerkiksi jännite tai virta. Tärkeimmät suojattavat vikatilanteet ovat oikosulut sekä maasu- lut. Vikahavainnon jälkeen kokeillaan tyypillisesti pikajälleenkytkentää (PJK), joka tapahtuu automaattisesti asetetun ajan jälkeen. Pikajälleenkytkennällä pyritään pa- lauttamaan sähkö, mikäli se aiheutui ohimenevästä viasta esimerkiksi oksasta. Mikäli vika ei poistu verkosta, suoritetaan aikajälleenkytkentä (AJK) pitemmällä aikaviiveel- lä. Maakaapeliverkossa PJK:ta ja AJK:ta ei yleensä käytetä, sillä yleensä maakaape- liverkon viat eivät ole ohimeneviä [10]. Sen lisäksi PJK ja AJK rasittavat kaapelia huomattavasti, sillä kaapeli jäähtyy huonommin kuin ilmajohto, koska maakaapelin ympärillä oleva maa-aines johtaa huonosti lämpöä, joka aiheutuu vikavirrasta. Ilma- johtolinjan tapauksessa ilmavirta jäähdyttää johtimia tehokkaammin. Mikäli vika ei ole poistunut verkosta PJK:n ja AJK:n jälkeen, verkon päivystäjälle lähetetään hälytys pysyvästä viasta. Tilanteen selvittely jää kuitenkin verkon käytönpäivys- täjälle. Nykyaikaisella vianrajausautomaatiolla pystytään auttamaan päivystäjää enemmän, sillä ideaalitapauksessa automaatio pystyy tunnistamaan, eristämään vian

sekä palauttamaan sähköt alueelle, jossa vikaa ei ole. Tällä tavalla voidaan laskea keskeytyksistä aiheutuvia kustannuksia. Lisää vianrajausautomaatiosta luvussa 3.

[25]

2.4 Automaation teknis-taloudellinen näkökulma

Kuten luvussa2.3.5 todettiin, pelkästään vikaantumistaajuuden alentaminen ei vält- tämättä auta toimitusvarmuuden parantamisessa. Vikoja ja laitteiden hajoamisia sattuu, joten tarvitaan keinoja keskeytysaikojen lyhentämiseksi kuten esimerkiksi verkostoautomaatiota. Verkostoautomaation etu on se, että sen avulla jo rakenne- tun verkon komponentteja voidaan hyödyntää tehokkaammin. Automaation avulla voidaan toteuttaa muun muassa mittauksia, hälytyksiä, ja ohjauskäskyjä.

Toimitusvarmuutta lisäävien menetelmien perusidea on elinkaarikustannuksien minimointi, mikä pätee myös automaation kohdalla. Elinkaarikustannuksilla tarkoi- tetaan kustannuksia, jotka syntyvät laitteen tai komponentin elinaikana. Elinkaari- kustannukset koostuvat investointi-, operointi- ja keskeytyskustannuksista. Elinkaari- kustannukset voidaan kuvata kaavan 2mukaan. Kuten esitetystä kaavasta nähdään, kukin kustannusfunktio riippuu ajasta eli kustannukset eivät ole vakioita vaan ne muuttuvat laitteen ikääntyessä. Pienimmät mahdolliset elinkaarikustannukset saa- daan, kun edellä mainittu kaava pyritään minimoimaan.

C_tot =

∫︂ T 0

(C_inv(t) +C_opex(t) +C_keskeytys(t))dt, (2) jossa

C_tot on elinkaaren kokonaiskustannus, C_inv on investointikustannukset,

Copex on kunnossapidosta ja käytöstä aiheutuvat kustannukset, C_keskeytys on keskeytyksistä aiheutuvat kustannukset,

T on komponentin elinikä.

Investointikustannukset ovat kertaluontoisia ja koostuvat materiaalista, logistii- kasta, asennuksesta ja muista kertaluontoisista maksuista. Työn tarkastelun kannalta investointikustannukset koostuvat vianrajausautomaatiokomponenttien hinnasta se- kä niiden asentamisesta että materiaalien logistiikasta. Jälkiasennuksissa tulee ottaa myös huomioon asennuksen aiheuttaman katkoksen hinta. Komponentteja ovat esi- merkiksi kaukokäyttöinen erotin moottoreineen ja ohjaimineen, vikaindikaattori, muuntamon ala-asema laajennuskortteineen ja mahdolliset investoinnin käytönval- vontajärjestelmään sekä käytöntukijärjestelmään.

Operatiiviset kustannukset taaskin koostuvat toistuvista maksuista eli esimer- kiksi häviökustannuksista, kuukausimaksuista ja kunnossapitotöistä. Automaation kuukausimaksuihin kuuluu käytönvalvonta- ja käytöntukijärjestelmän lisenssikulut, laitteiden tiedonsiirrosta aiheutuvat kulut sekä laitteen virrankulutuksesta aiheutuvat kulut. Kunnossapitotöiden piiriin kuuluu tarkastukset, huollot ja korjaustoimenpi- teet. Kunnossapidon avulla voidaan vaikuttaa suuresti komponentin elinkaareen ja etenkin laitteen elinkaaren pituuteen. Tarkastuksien ja huoltojen kautta voidaan olla

varmempia, että laitteet eivät vikaannu aiheuttaen korjaus- sekä keskeytyskustan- nuksia.

Koska tämä diplomityö käsittelee vianrajausautomaation käyttöönottoa, vianra- jausautomaatiosta saatava hyöty saadaan automaation avulla laskevista keskeytys- kustannuksista. Keskeytyksistä aiheutunutta haitta (KAH) määritellään Energiavi- raston valvontamallin mukaan. KAH on laskennallinen arvo, joka kuvaa sähkönsiir- toasiakkaille koituvaa haittaa. KAH vaikuttaa verkonhaltijan suurimpaan sallittuun tuottoon joko laskevasti tai nostavasti laatukannustimen kautta. Kuten luvussa 2.2.2 mainittiin, toteutuneita keskeytyskustannuksia verrataan vertailutasoon, joka lasketaan kaavan3mukaan. Huomioitavaa on, että viidennellä valvontajaksolla (2020–

2023) vertailutason laskennassa otetaan huomioon myös suurjänniteverkko. Tässä diplomityössä keskitytään keskijänniteverkkoon, joten suurjännitejakeluverkon kes- keytyksistä aiheutuvaan haittaan ei oteta kantaa. Vuosittaiset keskeytyskustannukset voidaan laskea kaavan 4 mukaan. Myöskään häviökustannuksien elinkaarikustannus- ta ei oteta huomioon, sillä vianrajausautomaatiolla ei pyritä ohjaamaan kuormitusta normaalissa tilassa niin, että se vaikuttaisi häviökustannuksiin. [16]

Keskeytyksestä aiheutunut haitta koostuu yksikköhinnoista. Yksikköhinnat ovat näkyvillä taulukossa 3. Yksikkökustannukset ovat johdettu Silvasti et al. tekemäs- tä tutkimuksesta vuodelta 2005. Kyseisessä tutkimuksessa haluttiin tutkia, miten sähkökatko vaikuttaa erilaisiin asiakasryhmiin asiakastutkimuksen muodossa, joka toteutettiin postikyselynä. Tutkimuksessa käytettiin WTP (willingness to pay) ja WTA (willingness to accept) menetelmiä. Nämä menetelmät tarkoittavat sitä, että kuinka paljon asiakas haluaisi maksaa enemmän toimitusvarmasta sähköstä ja kuinka paljon asiakas haluaisi saada korvauksia sähköttömältä ajalta. Tutkimuksen tulokse- na saatiin eri asiakasryhmille kustannusarvio 1 tunnin ja 12 tunnin keskeytykselle.

Näitä arvoja jatkojalostettiin Honkapuron tutkimuksissa vuosina 2006 [26] ja 2007 [27], koska Silvast et al. tutkimuksessa yksikkökustannushinnoille saatiin vain vaih- teluväli. Lopputulemana vuonna 2007 johdettiin taulukossa 3esitetyt tarkennetut keskimääräiset KAH-arvot. Kyseiset yksikköhinnat ovat vuoden 2005 rahanarvossa, joten lasketut KAH-arvot tulee korjata kunkin vuoden rahanarvoon kyseisen vuoden kuluttajaindeksin mukaan. Gaia Consulting Oy:n vuonna 2014 tekemän kuluttaja- tutkimuksen mukaan keskeytyksistä aiheutunut haitta on vielä linjassa Silvast et al.

tutkimuksen kanssa. Vuoden 2014 tutkimuksen tavoite oli arvioida laatukannusti- men toimivuutta, toteutustapaa ja arvioida keskeytyskustannuksien soveltuvuutta nykypäivään ja siinä todettiin, että tehdyn kuluttajatutkimuksen perusteella ei ole perusteita muuttaa keskeytyksistä aiheutuvan haitan yksikkökustannuksia. Kyselytu- losten perusteella huomattiin, että lyhyistä katkoista aiheutuva haitta on laskenut vuoden 2005 tulokseen verrattuna, minkä arvellaan johtuvan mobiililaitteiden lisään- tymisestä. Tutkimuksessa myös ehdotettiin tilastoinnin tarkkuuden lisäämistä niin, että tulevaisuudessa voitasi tarkentaa KAH-laskentaa ottaen huomioon keskeytyksen tarkka ajankohta, asiakastyyppi sekä keskeytysteho. [28]

Kuten taulukosta 3 nähdään, viat jaetaan odottamattomiin ja suunniteltuihin keskeytyksiin. Odottamattomat keskeytykset koostuvat nimensä mukaan odottamat- tomista vioista, jotka voidaan jakaa edelleen lyhyisiin ja pysyviin vikakeskeytyksiin.

Lyhyet odottamattomat viat ovat vikoja, jotka ovat ohimeneviä. Nämä koostuvat

Taulukko 3: Keskeytyksistä aiheutuneen haitan yksikköhinnat. [16]

Odottamaton keskeytys

Suunniteltu keskeytys

Aikajälleen- kytkentä

Pikajälleen- kytkentä h_E,odott h_W,odott h_E,suunn h_W,suunn h_AJK h_PJK

€/kWh €/kW €/kWh €/kW €/kW €/kW

11,0 1,1 6,8 0,5 1,1 0,55

pikajälleenkytkennöistä sekä aikajälleenkytkennöistä. Mikäli vika ei poistu aika- jälleenkytkennän jälkeen, se luokitellaan pysyväksi viaksi. Suunniteltu keskeytys on vastaavasti keskeytys, joka on suunniteltu sekä siitä on ilmoitettu keskeytyksen piirissä oleville asiakkaille ennakkoon. Koska tässä diplomityössä keskitytään vianra- jausautomaation tuomiin hyötyihin, voidaan olettaa, että automaation lisääminen ei vaikuta suunniteltujen töiden määrään. Tämän takia ne voidaan jättää tarkastelusta pois. KAH-arvon laskennassa käytetään katkaistun tehon hintaa (€/kW) sekä katkon aikana toimittamattoman energian hintaa (€/kWh).

Teknis-taloudellisen strategian löytäminen vaatii yksityiskohtaista tarkastelua.

Jotta automaation sijoittaminen on perusteltua, sille on löydyttävä selvät taloudel- liset perusteet. Strategian yhtenä haasteena on pitkät pitoajat. Energiavirasto on esimerkiksi määritellyt, että kaukokäyttölaitteiston pitoaikaväli muuntamolla tai erotinasemalla on 20–25 vuotta. Vikaindikointilaitteistolla pitoaika on 15-25 vuotta.

[16] Pitkien pitoaikojen takia elinkaarikustannuksia on vaikea ennustaa täydellisesti, joten on luotava mahdollisimman tarkka ja harkittu kulumalli, joka kuvaa elinkaaren kustannuksia. Tämän työn kannalta vianrajausautomaation hyödyt tulee olla suu- remmat kuin automaation vaatimat investoinnit ja operatiiviset kustannukset, jotta investointi on harkitsemisen arvoinen. Tarkastelussa tulee myös kiinnittää huomiota käytettävyyden paranemiseen käytönpäivystäjän näkökulmasta.

2.5 Asiakastyytyväisyys

Asiakastyytyväisyys on tärkeä osa sähköverkkoyhtiön toimintaa. Luonnollisen mo- nopolin takia sähköverkkotoiminta aiheuttaa mielipiteitä ja keskustelua. Asiakas- tyytyväisyys on monimutkainen asia. Kun sähkön toimituksessa ei ole ongelmia niin, kuluttajat eivät kiinnitä siihen huomiota. Huomio kuitenkin kiinnittyy sähkön toimitusvarmuuteen, mikäli sähkön toimituksessa on ongelmia. Nykyään sähkön toimitusvarmuutta pidetään itsestään selvyytenä, joten pienikin sähköntoimituk- sen katkeaminen saattaa aiheuttaa närää. Myöskään diplomityön kirjoitushetkellä mediassa käyty keskustelu sähkönsiirtohintojen korotuksista ei auta rakentamaan verkkoyhtiölle parempaa imagoa. Huono asiakastyytyväisyys voi pahimmassa ta- pauksessa vaikeuttaa verkon investointihankkeita sijoituslupien muodossa, vaikka investoinnit kohdistuisivat toimitusvarmuuden parantamiseen kyseisellä alueella.

Toimitusvarmuuden parantamisen avulla saadaan sähkönjakelun keskeytyksiä vähennettyä sekä pienennettyä katkoksen kestoa. Kuten työn edellisissä aliluvuissa todettiin, keskeytyksien vähentymisen ja lyhentymisien kautta KAH-arvot pienenevät.

Toisaalta kun katkoksia on vähemmän ja ne ovat lyhyempiä, asiakastyytyväisyys

kasvaa. Innolinkin tekemästä asiakastyytyväisyystutkimuksesta selviää, että Nur- mijärven Sähkön asiakastyytyväisyys on korkealla tasolla. Vuonna 2020 tehdyn tutkimuksen mukaan sähkönjakelun häiriöt ovat vähentyneet vuoden 2019 tuloksesta sekä asiakastyytyväisyysindeksi on kohonnut. 69 % vastanneista antoi Nurmijärven Sähkölle kiitettävän arvosanan. Tutkimus koski kokonaistoimituksen asiakkaita eli asiakkaita, jotka ovat Nurmijärven Sähkön myynnin sekä siirron asiakkaita. Tä- män takia asiakastyytyväisyys on vain suuntaa antavaa. [29] Vianrajausautomaation tuomien hyötyjen kautta asiakastyytyväisyyttä voitaisiin parantaa entisestään.

KAH_ref,k =

∑︁2019 t=2012

[︂KAH^KJ_t,k ·^(︂W_W^k

t

)︂]︂

8 +

∑︁2019 t=2013

[︂KAH^SJ_t,k ·^(︂W_W^k

t

)︂]︂

7 , (3)

KAH^KJ_t,k =

⎛

⎜

⎝

KA^KJ_odott,t·h_E,odott+ KM^KJ_odott,t·h_W,odott+ KA^KJ_suunn,t·h_E,suunn+ KM^KJ_suunn,t·h_W,suunn+

AJK^KJ_t ·h_AJK+ PJK^KJ_t ·h_PJK

⎞

⎟

⎠·

(︃W_t T_t

)︃

·

(︄ KHI_k KHI₂₀₀₅

)︄

(4) joissa

AJK^KJ_t on KJ-verkon aikajälleenkytkennöistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä (kpl), KAH_ref,k on keskeytyskustannusten vertailutaso vuodelle k (€), KAH^KJ_t,k on KJ-verkon toteutuneet keskeytyskustannukset vuonna t

vuoden k rahanarvossa (€),

KAH^SJ_t,k on suurjänniteverkon toteutuneet keskeytyskustannukset vuonna t vuoden k rahanarvossa (€),

KA^KJ_odott,t on KJ-verkon odottamattomista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysaika (h),

KA^KJ_suunn,t on KJ-verkon suunnitelluista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysaika (h),

KM^KJ_odott,t on KJ-verkon odottamattomista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä (kpl), KM^KJ_suunn,t on KJ-verkon suunnitelluista keskeytyksistä aiheutunut

vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä (kpl), W_k on siirretyn energian määrä vuonna k (kWh),

Wt on siirretyn energian määrä vuonna t(kWh), k on vuosi 2020–2023,

t on vuosi 2012–2019,

h_E on keskeytyksien KAH-arvo keskeytysajalle (€/kWh), h_W on keskeytyksien KAH-arvo

keskeytymäärälle (€/kW),

h_PJK on PJK:stä aiheutunut yksikköhinta keskeytysmäärälle (€/kW), h_AJK on AJK:stä aiheutunut yksikköhinta keskeytysmäärälle (€/kW), PJK^KJ_t on KJ-verkon pikajälleenkytkennöistä aiheutunut

vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä (kpl), T_t on tuntien lukumäärä vuonna t,

KHI_k on kuluttajahintaindeksi vuonna k,

KHI₂₀₀₅ on kuluttajahintaindeksi vuonna 2005. [16]

3 Vianrajausautomaatio

Teknologian kehityksen ansiosta markkinoilla on yhä enemmän älylaitteita ja edulli- sempaan hintaan. Älylaitteiden ja –järjestelmien lisääntyessä sähköverkolle avautuu uusia kehitysmahdollisuuksia. Perinteisesti sähköverkkolaitteet ovat hyvin konserva- tiivisesti valittuja ja valmistettuja, jotta voidaan taata niiden pitkä toiminta-aika ja hyvä toimitusvarmuus. Jakeluverkkoihin lisätään jatkuvasti kaukokäyttöisiä erotti- mia, jotta sähkön toimitusvarmuutta voidaan parantaa. Tämän muutoksen myötä tulevaisuuden visio älykkäistä sähköverkoista on lähempänä realisoitua todeksi. Vi- sioon kuuluu idea self-healing gridistä (SHG) eli itsestään korjautuvasta verkosta, jonka ideana on, että tulevaisuudessa verkko osaa hallinnoida ja optimoida toi- mintaansa ilman ihmisen syötteitä. Näin verkko pystyisi päättelemään toimiiko se normaalissa tilanteessa vai tulisiko tehdä jonkinnäköisiä muutoksia normaalin toiminnan saavuttamiseksi. Yhtenä pääteemana on vikojen hallinnointi automaat- tisesti. Vianrajausautomaatio on osa tätä kokonaisuutta. Tulevaisuus tuo uusia haasteita esimerkiksi uusiutuvien energialähteiden lisääntymisestä, kun fossiilisia polttoaineita vaihdetaan uusiutuviin energianlähteisiin, mikä monipuolistaa jakelu- verkon energiavirtoja. Sähköautoilu lisääntyy sekä kulutusjoustoa otetaan käyttöön tasapainottamaan kulutusta ja tuotantoa. Nämä edellä mainitut haasteet vaativat sähköverkolta älykkyyttä. [30]

kokonaisvika-aika ilman FLIR-järjestelmää Aika

Havahtuminen vikaan

t0 t1 t2 t3 t4

Vianetsintä ja

erottaminen Vian korjaus Sähkönjakelun

palauttaminen asiakkailla

kokonaisvika-aika FLIR-järjestelmällä Aika Havahtuminen

vikaan

t0 t1 t3 t4

Vianetsintä ja erottaminen

Vian korjaus

Sähkönjakelun palauttaminen asiakkailla

t2

Kuva 2: Esimerkkitapaus vianhoitoon kuluvasta ajasta ilman vianrajausjärjestelmää ja vianrajausjärjestelmällä. Keltaisella vianhallintaan kuluva aika ilman vianrajausau- tomaatiota ja vihreällä vianhallintaan kuluva aika käyttämällä FLIR-järjestelmää.

Vianrajausautomaatio eli FLIR tai FLISR (Fault Location, Isolation and supply Restoration) tarkoittaa verkostoautomaatiota, jonka tehtävä on hoitaa verkon häi- riötapauksia automaattisesti. Tämän automaation ensisijainen tehtävä on lyhentää vioista johtuvia sähkönjakelunkeskeytyksiä sekä auttaa käytönpäivystäjää vikatilan-

teiden hoidossa. Vuonna 2016 tehdyn selvityksen mukaan vianrajausautomaatiolla ja etenkin vianilmaisimien käytöllä on suuri kustannussäästöpotentiaali [31]. Vian- rajausautomaation hyöty perustuu vian nopeaan erottamiseen verkosta. Kuvassa2 näkyy periaatteellinen kuva vian hoitoon kuluvasta ajasta ilman vianrajausautomaa- tiota sekä vianrajausautomaatiolla. Kuten kuvasta nähdään vianrajausautomaatio nopeuttaa selvästi vianetsintää sekä erottamista, mutta lisääntynyt automaatio no- peuttaa myös sähkönjakelun palauttamista. Vianrajausautomaation vaikutukset näkyvät verkkoyhtiön keskeytystunnusluvuissa. Tunnusluvut, joihin FLIR-vaikuttaa, ovat SAIDI ja CAIDI, jotka näkyvät kaavoissa 5ja 6. SAIDI (System Average Inter- ruption Duration Index) tarkoittaa jakeluverkon keskeytysten keskimääräistä kestoa määritellyllä aikavälillä ja CAIDI (Customer Average Interruption Duration Index) jakeluverkkoyhtiön kenen tahansa asiakkaan kokemaa keskimääräistä jakelunkeskey- tysaikaa tarkastelujaksolla [32]. Lisäksi vianrajausautomaatiolla voidaan kasvattaa verkon turvallisuutta niin, että turhia kokeilukytkentöjä ei suoriteta, mikäli vika pystytään paikallistamaan muiden keinojen avulla.

SAIDI = Asiakkaiden kokonaiskeskeytysaika

Asiakkaiden kokonaiskeskeytysmäärä (5) CAIDI = Asiakkaiden kokonaiskeskeytysaika

Asiakkaiden kokonaismäärä (6)

Tässä luvussa tarkastellaan vianrajausautomaation toimintaa, sen vaatimia kom- ponentteja, sekä kokemuksia että haasteita. Luvun tavoite on esitellä vianrajausau- tomaation rakennetta niin komponenttitasolla kuin toiminnan tasolla. Lisäksi luvun loppupuolella käydään lävitse vianrajausautomaation kokemuksia, jotka perustuvat Nivos Palvelut Oy:n haastatteluun.

3.1 Vianrajausautomaation toiminnan vaiheet yleisesti

Vianrajausautomaatioon kuuluu kolme vaihetta englanninkielisen lyhenteen mukaises- ti: paikannus, erottaminen ja palauttaminen. Vianrajausautomaatio alkaa toimia, kun tietyt vaatimukset ylitetään. Vian sattuessa johtolähdön katkaisija laukeaa. Laukea- misen jälkeen katkaisija yrittää PJK:ta ja AJK:ta, kuten esitelty luvussa2.3.6. Mikäli edellä mainittujen jälleenkytkentöjen jälkeen vika pysyy verkossa eli suojareleet lau- kaisevat katkaisijan uudelleen, vika määritetään pysyväksi ja vianrajausautomaatio käynnistetään.

Vianpaikannukseen voidaan käyttää useita erilaisia menetelmiä. Tässä työssä esitellään puolittaminen, vyöryttäminen sekä vikaindikoinnin hyödyntäminen edellä mainituissa tapauksissa ja kaikkien näiden hybridimenetelmä. Puolittamisen ja vyö- ryttämisen peruslähtökohta on kokeilukytkennät. Kokeilukytkentöjen avulla voidaan päätellä, missä vika sijaitsee. Puolittaminen eli niin sanotun harvan haravan tekniikka perustuu nopeaan vianpaikannukseen. Kun johtolähdöllä todetaan vika, kaukokäyt- töinen erotin avataan noin johtolähdön puolesta välistä. Näin vian sijaintia voidaan rajata puoleen alkuperäisestä. Mikäli kytketty johtolähdön osa pysyy verkossa eli johtolähdön katkaisija ei laukea uudelleen, vika sijaitsee alueessa, joka eristettiin johtolähdöstä. Puolittamista voidaan jatkaa edelleen puolittamalla vikaantunut osa